吐哈盆地巴喀地區(qū)下侏羅統(tǒng)致密砂巖氣藏成藏特征

李 陽，鐘建華，李旭平，徐 杰，陳曉燕

(1.山東科技大學，山東 青島 266510;2.中國石油大學，山東 東營 257061;3.中科院廣州地球化學研究所，廣東 廣州 510640)

吐哈盆地巴喀地區(qū)下侏羅統(tǒng)致密砂巖氣藏成藏特征

李 陽1，鐘建華2，3，李旭平1，徐 杰2，陳曉燕1

(1.山東科技大學，山東 青島 266510;2.中國石油大學，山東 東營 257061;3.中科院廣州地球化學研究所，廣東 廣州 510640)

吐哈盆地北部山前帶下侏羅統(tǒng)致密砂巖是吐哈盆地天然氣勘探的主要領域。研究了吐哈盆地北部山前帶的巴喀地區(qū)下侏羅統(tǒng)氣藏儲層的基本特征、氣藏的發(fā)育分布及典型特征，從微觀上分析了巴喀地區(qū)下侏羅統(tǒng)氣藏具有源儲伴生、儲層致密、構(gòu)造發(fā)育、保存條件較好等成藏特征。對巴喀地區(qū)下侏羅統(tǒng)致密砂巖氣藏的研究，對于解決制約中國致密砂巖勘探開發(fā)進程的關鍵理論問題，具有重要的現(xiàn)實意義。

成藏特征;致密砂巖氣藏;巴喀地區(qū);下侏羅統(tǒng);成藏條件

引 言

致密砂巖氣藏是指孔隙度低于12%、滲透率低于0.1×10－3μm2、含氣飽和度低于 60%、含水飽和度在40%以上、天然氣在其中流動速度較為緩慢的砂巖層中的天然氣藏［1］。吐哈盆地是大型富煤盆地，煤系烴源巖形成的天然氣資源較豐富，巴喀地區(qū)下侏羅統(tǒng)氣藏多數(shù)屬于致密砂巖氣藏，且勘探已獲突破，發(fā)展前景良好，將成為吐哈盆地未來油氣增長的主要領域。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

吐哈盆地臺北凹陷北部山前帶西起卡拉圖、東至大步，受北側(cè)博格達山抬升的影響，北部山前帶在南北向上形成近凹低斷階帶、中間斷階帶和近山高臺階帶［2］3個斷階帶。巴喀油田下侏羅統(tǒng)氣藏位于柯柯亞構(gòu)造帶，整體上處在吐哈盆地臺北凹陷北部山前帶中段近凹低斷階帶，油氣成藏條件優(yōu)越。

實鉆和地震資料表明，巴喀地區(qū)下侏羅統(tǒng)主要發(fā)育三工河組(J1s)和八道灣組(J1b)2個地層。儲集層巖性為粗砂巖和細砂巖，成分以巖屑為主，主要為長石質(zhì)巖屑砂巖，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低［3－4］。儲層物性差，平均孔隙度為4.62%，滲透率主峰值為0.1 ×10－3～0.5 ×10－3μm2，平均為 0.2×10－3μm2，為特低孔、特低滲儲層。

2 氣藏特征

2.1 氣藏發(fā)育分布

從整體上來看，八道灣組、三工河組均為斜坡背景上的層狀氣藏［5］。三工河組為層狀構(gòu)造－巖性氣藏，其中，柯19井、柯21井氣柱高度為315 m，氣藏埋深為2 990～3 305 m;柯23井氣柱高度為250 m氣藏埋深為3 610～3 860 m;柯24井氣柱高度為400 m，氣藏埋深為2 890～3 290 m。八道灣組為層狀構(gòu)造氣藏，其中，柯19井、柯20井、柯21井氣柱高度為780 m，氣藏埋深為3 220～4 000 m;柯2井氣柱高度為250 m，埋深為3 860～4 110 m;柯24井氣柱高度為700 m，埋深為3 040～3 740 m。

2.2 溫壓系統(tǒng)

根據(jù)巴喀油田中侏羅統(tǒng)西山窯組試油水層擬合出的區(qū)域水線，將柯19井、柯20井J1s、J1b試油氣層測壓數(shù)據(jù)進行PVT分析，確定氣藏地層流體密度，分別建立J1s、J1b氣藏的壓力方程，繪制出下侏羅統(tǒng)氣藏的壓力梯度圖(圖1)，進而確定出J1s和J1b氣藏的氣水界面［6］。由圖1可以看出，柯19井J1s氣藏的氣水界面海拔為－2 312 m，柯20井J1b氣藏的氣水界面海拔為－2 925 m。下侏羅統(tǒng)氣層中部壓力為33.878～39.730 MPa，壓力系數(shù)為0.985～1.124，屬于正常壓力系統(tǒng)。

圖1 巴喀油田柯19區(qū)塊下侏羅統(tǒng)氣藏地層壓力梯度

同時，根據(jù)各井試油層的地層溫度數(shù)據(jù)，建立下侏羅統(tǒng)地層溫度－氣藏埋深關系(T=0.0233H+14.672)，進而確定地層溫度為 88.438～101.950℃，地溫梯度為0.023 3℃/m，屬于異常低溫。

2.3 流體性質(zhì)

通過研究柯19井、柯20井和柯21井下侏羅統(tǒng)的試油取樣分析結(jié)果，得出天然氣甲烷含量一般為75% ～85%，乙烷含量為8% ～11%，相對密度為0.8～0.9;天然氣中凝析油地面密度為0.768 2～0.808 9 g/cm3，凝固點為－6～5℃，初餾點為39～84℃，黏度為 1.005 ～2.406 mPa·s，含蠟量為1.50% ～9.02%，具有低密度、低黏度、低初餾點等特點;根據(jù)柯19井試油所取的PVT樣分析結(jié)果，凝析油含量為278.3 g/m3，屬于高凝析油。在地層條件下(壓力為38.75 MPa，溫度為94.8℃)的偏差因子為1.024，地層溫度下的露點壓力為38.0 MPa，與地層壓力38.75 MPa相比，地露壓差較小，為0.75 MPa。

3 成藏特征分析

3.1 煤系烴源巖發(fā)育

吐哈盆地侏羅系水西溝群烴源巖為暗色泥巖炭質(zhì)泥巖和煤巖，累計厚度為400～900 m，最厚可達千米［7］。疊合分布面積約為2.3×10 km2，有機碳含量高，泥巖為0.5% ～3.5%，炭質(zhì)泥巖為11.5% ～12.6%，煤巖為53.29% ～71.00%。生氣強度為15×108～57×108m3/km2，總面積的生氣強度為1.3×108m3/km2，累計生氣量約為23×1012m3。柯柯亞構(gòu)造位于水西溝群生烴強度中心區(qū)，天然氣屬煤型氣，氣源為水西溝群煤系源巖，干酪根以腐殖型(Ⅲ型)為主，生烴能力強，油氣源條件十分優(yōu)越。

3.2 儲層較為致密

巴喀地區(qū)下侏羅統(tǒng)發(fā)育北物源辮狀河三角洲沉積體系，厚層塊狀辮狀河三角洲砂體穩(wěn)定發(fā)育，疊合連片，是致密砂巖氣藏形成的最主要儲集空間。根據(jù)巴喀地區(qū)各井下侏羅統(tǒng)巖心分析統(tǒng)計可以看出，由于埋藏深度大，壓實作用強烈，下侏羅統(tǒng)氣藏儲層物性較致密?？紫抖纫话阈∮?%，主要分布在4% ～6%，平均為4.62%，滲透率主峰值為0.1×10－3～0.5 ×10－3μm2，平均為 0.26 ×10－3μm2，為特低孔、特低滲儲層［8］，有利于自生自儲致密砂巖氣藏的生成與演化。

3.3 儲層主要為基質(zhì)孔隙

巴喀地區(qū)氣藏從上至下發(fā)育J2x1、J1s、J1b1和J1b2等4套主力氣層，主力氣層段砂體為辮狀河三角洲前緣水下分流河道的中砂巖和粗砂巖，儲層分布穩(wěn)定，厚度大且橫向分布穩(wěn)定。其中，J1b1氣藏發(fā)育2個砂層，厚度為72～106 m，平面連續(xù)穩(wěn)定分布J1b2氣藏發(fā)育3～4個砂層，厚度為97～132 m，平面分布較穩(wěn)定;J1b3氣藏發(fā)育2個砂層，厚度為10 m。整體上來說，巴喀地區(qū)下侏羅統(tǒng)氣藏氣層厚度較大，呈現(xiàn)鼻隆背景整體連片含氣的格局。

儲層主要為基質(zhì)孔隙儲層，鑄體薄片顯示，粒內(nèi)、粒間溶孔構(gòu)成主要儲集空間［9］。顆粒間的接觸關系主要為點、線接觸和線、線接觸，壓嵌現(xiàn)象較明顯，說明整體壓實作用較強烈。但局部地區(qū)有一定的溶蝕作用，發(fā)育一些粒間及粒內(nèi)溶孔，孔隙中泥質(zhì)含量高，次生充填嚴重，如方解石充填、泥質(zhì)充填、次生菱鐵礦充填等，從而改善了儲層滲流條件(圖2)。

圖2 巴喀油田下侏羅統(tǒng)儲層孔隙類型

3.4 儲集層與烴源巖緊密接觸呈“三明治”結(jié)構(gòu)

研究區(qū)水西溝群儲集砂體與水西溝群煤系源巖相互疊置，緊密接觸呈“三明治”互層狀發(fā)育［10］，大大增加了源巖向儲集層的排烴效率和烴的排出殘留比，有利于盆地內(nèi)致密砂巖氣藏的大面積分布。

研究區(qū)源儲大面積接觸，源內(nèi)持續(xù)充注聚集成藏，且主力源巖段存在高壓異常。異常高壓段內(nèi)發(fā)育八道灣組(J1b)厚層塊狀致密砂巖，具備致密砂巖氣的近源擴散持續(xù)充注條件，氣藏表現(xiàn)出“有根”狀態(tài)。通過源內(nèi)持續(xù)充注聚集成藏，可形成大面積原生型致密砂巖氣藏。

3.5 “先致密，后成藏”模式的改造型致密砂巖氣藏

研究區(qū)八道灣組氣藏為“先致密、后成藏”型其氣層頂界斷鼻圈閉形成于中晚燕山期，定型于喜山期，與凹陷的主要生排烴時期匹配。中晚燕山期，隨著本地源巖的首次生排烴，源內(nèi)的生儲蓋組合開始形成原生型致密砂巖油氣藏。喜山期構(gòu)造活動加劇，伴隨受博格達山強烈的應力釋放所形成的大量不同級別的斷裂和裂縫，可有效改善儲集空間，提高滲透率［11］。早期形成的原生型致密砂巖油氣藏遭受改造，開始接受源外油氣的注入，進而形成演變?yōu)楝F(xiàn)今改造型的“先致密、后成藏”的復式致密砂巖油氣藏(圖3)。

圖3 吐哈盆地不同類型致密砂巖氣藏分布

3.6 氣層含水飽合度高，油氣水同出

研究區(qū)烴源巖開始排烴時，氣體由源巖進入致密砂巖呈“活塞式”充注，使高滲透“甜點”區(qū)呈飽含水狀態(tài)，壓力開始隨整個致密層氣體的充注而上升，表現(xiàn)為較高壓異常。當氣體大量充注占據(jù)整個氣藏時，“甜點”區(qū)的壓力仍然高于致密區(qū)，“甜點”區(qū)儲集層不含水;當源巖慢慢停止供氣時，源巖供氣動力(壓力)減小，外部水體在重力和毛細管力雙重作用下快速回返，進入高滲儲集層，將部分氣體擠出，占據(jù)“甜點”儲集層底部空間，形成上氣下水的正常油氣藏，此時壓力下降，低壓異常開始形成;在隨后繼續(xù)演變中，水體逐漸排出氣體。由于水體沒有被氣體完全驅(qū)替，在異常高壓力釋放過程中，水體會伴隨氣體一起噴出，產(chǎn)生油氣水同出。

4 結(jié)論

(1)由于吐哈盆地巴喀下侏羅統(tǒng)氣藏的構(gòu)造變形相對較弱，地層發(fā)育齊全，油氣保存條件較好。同時，巴喀地區(qū)具有特殊的源儲結(jié)構(gòu)，擴大了氣藏的分布面積。

(2)巴喀下侏羅統(tǒng)地層受早期埋藏深度及后期成巖演化壓實作用的影響，儲層致密，孔隙度平均為4.62%，滲透率主峰值為0.1×10－3～0.5×10－3μm2，平均為 0.26 ×10－3μm2，為特低孔、特低滲儲層。

(3)巴喀下侏羅統(tǒng)地層經(jīng)歷多期構(gòu)造改造，烴源巖生烴強度及演化變化大，多期成藏，發(fā)育類型多樣化。

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Characteristics of lower Jurassic tight sandstone gas reservoirs in Baka area of Tuha Basin

LI Yang1，ZHONG Jian － hau2，3，LI Xu － ping1，XU Jie2，CHEN Xiao － yan1
(1．Shandong University of Science and Technology，Qingdao，Shandong 266510，China;2．China University of Petroleum，Dongying，Shandong 257061，China;3．Guangzhou Institute of Geochemistry，Chinese Academy of Sciences，Guangzhou，Guangdong 510640，China)

The lower Jurassic tight sandstone in the mountain front of north Tuha Basin is the main target of gas exploration in the basin．This paper studies the basic and typical characteristics and the development and distribution of gas reservoirs in the Baka area of the basin，and analyzes that the lower Jurassic gas reservoirs in this area have characteristics of associated source－reservoir，tight reservoir，developed reservoir structure and good preservation conditions．The study of the lower Jurassic tight sandstone gas reservoirs in Baka area is of practical importance to cope with the key theoretical issues in tight sandstone reservoir exploration and development in China．

gas accumulation;tight sandstone gas reservoir;Baka area;lower Jurassic

TE122.3

A

1006－6535(2012)02－0029－04

20110627;改回日期：20110801

國家示范工程“吐哈盆地致密砂巖氣高效開發(fā)示范工程”(yty2011011)

李陽(1986－)，女，2009年畢業(yè)于青島農(nóng)業(yè)大學公共事業(yè)管理專業(yè)，現(xiàn)為山東科技大學礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)在讀碩士研究生，從事礦產(chǎn)資源勘查、評價與開發(fā)的研究工作。

編輯張耀星